配电自动化系统-chapter34

第3章开闭所和配电变电所内自动化

（变电站综合自动化）配电变电站、10kV开闭所是配电网的重要组成部分，其自动化程度高低直接反映了配电自动化的水平。变电站综合自动化系统：电力系统微机保护与控制综合自动化系统。将电力系统保护、控制、监视、测量、故障分析等功能集合在一起。目标：实现电力系统优化控制、经济运行、智能决策。3.1远动装置(RTU)的发展远方终端装置(RemoteTerminalUnit,RTU)：

SCADA系统在变电站中的终端设备，它由微处理机和接口电路组成。早期的RTU为有触点装置，功能弱，精度低，可靠性差。70年代起搞单CPU结构的RTU装置，为集中式结构。随着调度自动化的发展，尤其是变电站自动化的发展，多CPU结构的分布式微机远动装置成为发展趋势。多CPU结构：每个CPU分别完成一定的任务，提高了速度、可靠性，同时广泛采用交流采样技术。

3.2微机远动装置的基本功能RTU的基本功能：遥测（YC）、遥信（YX）、遥调（YT）、遥控（YK）。RTU的辅助功能：屏幕显示、参数整定输入、打印制表、信息转发功能、装置内部功能、数据保存功能、事件顺序记录功能。1.“四遥”功能1）遥信(YX)：测量开关位置、保护动作信号、设备运行状态信号，调压变压器分接头位置。一般用无源接点，有变位时立即上传。2）遥测(YC)：对变压器的P、Q，线路P、I，母线U，温度、压力、流量、f、主变油温等所有其他模拟信号的采集，并将采集信号上传。3）遥控(YK)：远方控制断路器分、合，电容器、电抗器的投切等。一般也用无源接点，要求动作准确率大于99.99%。4）遥调(YT)：用于有载变压器分抽头的升降调节等，也采用无源接点，要求准确率大于99.99%。2.事件顺序记录(SOE,Sequenceofevents)SOE：自动记录事件状态变化的时间。

－－对事故时各种开关、继电保护、自动装置的状态变化信号按时间顺序排队。作用：事故后分析事故。输入信号：取继电器动作出口信号（不取信号继电器接点）、断路器辅助接点（受分散性、不同步影响)。SOE分辨率事件分辨率要求达到毫秒级。SOE站内分辨率：RTU内(站内)顺序发生一串事件后，两事件间能辨认的最小时间，要求<5ms。SOE站间分辨率：各RTU间(站间)顺序发生一串事件后，两事件间能辨认的最小时间，要求<10ms。SOE分辨率影响因素：站内：RTU时钟精度；站间：系统时钟、通道延时、CPU处理速度。分辨率高带来高造价，配电自动化中可放宽要求。

3.系统对时保证SOE分辨率，要求各RTU时钟与调度中心同步，采取措施：1）利用GPS，需设置GPS接收机、天线及放大器，通过RS-232与RTU相连。2）软件对时，根据采用的通信规约对各测控点对时，优点是省投资（不需要增加硬件），但精度受影响。4.电能采集采集变电站进线、出线、主变的电度值。过去一般用脉冲电度表脉冲，目前一般通过智能电度表的通信实现。5.自恢复和自检设置WATCHDOG电路，防止程序跑飞，断电后能自动恢复。设置自检功能，及时报告出错信息，防止RTU装置元件故障。通常装置每隔1～2S自动检测一次，主站侧通过远方诊断，定位到具体故障插件。6.与SCADA系统通信和当地功能根据相应的通信规约（如应答Polling、循环CDT、对等式DNP等），将RTU采集的信息上报配电SCADA系统。利用RTU微机功能，接入显示CRT或打印机，可就地显示与参数输入整定，或一发多收。RTU通信速率应可选择整定。RTU应支持多种通信信道转接功能（如光端机、微波、载波、无线电台等）。

3.3微机远动装置的分类RTU结构：集中式、分布式（功能分布式与结构分布式）。采样方式：直流、交流采样。组屏方式：集中、分散组屏。1.集中式RTU构成：单CPU结构，并行总线，CPU管理其他非智能模块，设3个RS232口，2个经Modem与调度主机连，另1个与CRT连。内部模块分遥信、遥测、脉冲电度量采集、遥控、遥调。目前较少使用。优缺点：成本低，适合于小配置情况；精度、分辨率低，布置不灵活，容量扩展难。

2.分布式RTU特点：多CPU结构，串行总线，智能模板，可集中组屏或分散安装。1)功能分布式RTU功能模块：智能遥信(IYX)、智能遥控(ISOC)、智能遥测(IYC)、智能遥调(ISOR)、智能电度(IPA)、CPU模块。各功能模块特点：采用一个（或多个）单片机控制，CPU模块可采用单片机或32位微机实现，相同功能模块布置在一块模板上，组合灵活。内部串行总线：采用RS485方式，或现场总线方式。功能分布式微机远动装置2)结构分布式RTU特点：面向设备对象设计，同一设备或同一开关柜的“四遥”功能布置在一个RTU中。布置特点：各RTU单元可分散布置在开关柜中，不必组屏，省空间、二次连线（各RTU间通过RS485或现场总线相联）。优点：可与微机保护、监控功能结合（保护、监控采用各自独立的CPU），方便变电站综合自动化实现。基于MCS196的RTU装置基本结构交流信号处理开入端配脉入端配开出驱动及继电器采集及A/D数字量采集数字量输出EPROM和EEPROMRAMCPU（80C196）及其控制电路实时网接口键盘与液晶显示三相I三相U开关量空接点脉冲量控制输出

NET1NET2基于MCS196的RTU装置特点结构：采用分布式结构，面向对象设计，可集中组屏、分散安装。硬件：采用两个16位单片机，速度快，实时性强，可靠性高。1个CPU负责信号采集、处理，另1个负责通信、人机接口（键盘、显示等）。通信：采用隔离的高速实时网进行数据通讯，支持双网。人机对话：大屏幕液晶，汉字显示测量信息；既可遥控亦可当地手控。系统配置：RTU可单独运行，完成四遥。配上位机系统可组成变电站微机监控系统，RTU与上位机间用以太网联接。基于MCS196的RTU装置功能指标交流采样：采样频率32点/周波，可得到Uab、Ubc、Uca，Ua、Ub、Uc，3Uo，Ia、Ib、Ic，P、Q，cos

；可计算正反向WP、WQ，f（精度0.01Hz)。遥信量采集：容量为12点（空接点），分辨率≤4ms。脉冲度量：容量4点，可转入正反向有功、无功电度，脉冲宽度>20ms。遥控：1个对象的分合闸控制，可远动或上位机遥控，亦可在装置上手控。

分布式RTU装置构成的变电站监控系统

现场总线CRT工控机打印机MCURTURTURTU分布式监控装置上位机系统主控单元微机保护远动以太网分布式RTU构成的变电站监控系统特点RTU装置：用于进线、馈线、母线、电抗器，母联等设备的监控。主控单元（MCU）功能：将系统组态信息发至各RTU装置；不间断地接收每个RTU的各种现场信息，再把这些信息送至上位机和调度；接收上位机或调度下达的命令并转发给RTU；完成对变电站设备的各种控制与调节；与其他智能设备（如微机保护）进行串行通讯。

结构分布式RTU构成的变电站综合自动化3)采用智能电能表简化RTU的结构智能电能表功能：分时段采集WP、WQ，并可采集U、I、P、Q、cos等参数。智能电能表通过RS485与外联系，可省去RTU中遥测部分，简化结构。随着智能化多功能电能表的成熟，在配网自动化中的应用增多。变电所出线多时，遥测刷新变慢，在配电自动化中应用有争议。

采用智能电能表的变电站监控系统3.直流采样和交流采样直流采样：直接对变送器直流输出（直流电压或电流）进行采样。特点：简单，但数据稳定性、实时性差，变送器故障几率较高、维护工作量较大；造价大。交流采样：直接采样各相电流电压，根据算法实时计算电流电压等量。交流采样算法：算法种类多，保护一般用傅里叶算法；测量一般用均方根算法，例如I、U有效值：I(k)、U(k)为k时刻电流、电压采样值。交流采样方式1）单一通道采样方式异步采样：也称定时采样，采样间隔周期固定不变，系统基频变化时精度不高。同步采样：采样周期跟踪系统基频而变化，保持fs/f1=N为不变整数。2）多通道采样方式同时采样：同时A/D转换、依次A/D转换。顺序采样：用于同时性要求不高的场合。3）分组同时采样所有输入通道分若干组，组内各通道同时采样，组间加延时。同时采样，同时A/D转换同时采样，依次A/D转换顺序采样,依次A/D转换3.4变电站综合自动化系统本节介绍的变电站综合自动化系统，与由RTU构成的变电站综合自动化系统类同，但意义上更严格。组屏：利用多台计算机等组成自动化系统，代替常规测量和监视仪表、常规控制屏、中央信号处理系统和远动屏。继电保护：用微机保护代替常规继电保护屏，改变常规保护不能与外界通信缺陷。1.变电站综合自动化系统功能保护功能：包括各种常规保护设备所能完成的各种功能，如距离、变压器、母线、发动机、电容器、电抗器的主保护、后备保护。控制功能：近距离控制(就地)、远距离控制(遥控)。诊断和监视功能：自检、自诊断，主设备监视，断路器动作次数、故障电流大小等。正常及故障时各种波形记录功能：电网正常及故障时各种参数波形记录。相位和频率的测量功能：完成对模拟信号的相位及频率计算。2.变电站综合自动化的优越性提高供电质量，提高电压合格率（有载调压、无功补偿，无功潮流合理，降低网损，节约电能损耗）。提高变电站的安全、可靠运行水平（微机保护、故障自诊断功能）。提高电力系统运行、管理水平（监视、测量、记录、抄表等由计算机完成，提高测量精度，无人为干预）。与上级调度系统通信（检测数据及时送往调度中心，调度员及时掌握各变电站运行情况，并进行必要调节和控制）。记录查询（各种操作的时间顺序记录，提高运行管理水平）。3.变电站综合自动化发展现状集中式结构：早期采用，由1～3台微机完成全变电站的保护、监控。分布分散式结构：目前大多采用，并采用分层设计。保护测控一体化：35kV及以下线路，保护测控相互融合、信息共享，保护、测控功能集成在一个独立装置中。高压或超高压线路：保护、测控装置完全独立，但可统一设计、组屏。基本监控功能：如遥测、遥信、遥控等已较成熟。高层次应用：变电站防误闭锁、电压无功控制等应用增多，但还有待研究、发展。4.无人值守变电站无人值班变电站：调度值班员借助微机远动技术替代变电所现场值班员来控制和管理的变电所。无人值守变电站是变电所的一种先进管理模式。调度员在主站端设备的键盘上进行必要的遥控、遥调操作。无人值守变电站并非任何操作都无须人员现场进行。不必再配置单独RTU，模拟量和开关状态信息，通过通信管理单元直接送往调度。各微机保护单元将动作信息送给调度，并通过通信管理单元转发或执行调度下达的命令。5.变电站综合自动化系统结构系统为多微机、多层次结构形式。最上层设在电力系统控制中心；1～3层均设在变电站内。结构形式：集中式、分布式、分散与集中相结合、全分散式。1）集中式的结构形式集中采集变电站的模拟量、开关量和数字量等信息，集中进行计算与处理，分别完成微机监控、微机保护和一些自动化功能。集中式结构也并非指由一台计算机完成保护、监控等全部功能。多数集中式结构的微机保护、微机监控和与调度等通信的功能由不同的微机完成，只是每台微计算机承担的任务多一点。缺点：工程和投资量大、系统精度低，易受干扰、调试、维护工作量大，扩展灵活性差。集中式结构的综合自动化系统框图模入接口开入接口输出接口A/D模块输入接口输出接口主变TV与TA线路TV与TA断路器状态保护出口模拟量输入断路器和隔离开关状态继电保护信息输入出口继电器各保护装置监控主机通信控制器显示器打印机键盘调度中心2）分布式的结构形式不同电气设备均单独安装对应的微机保护装置和RTU，任一装置故障，不影响系统正常工作。系统内装置间信息的传送均为数字信号，抗干扰能力强。系统为多CPU工作方式，各装置都具有一定的数据处理能力，大大减轻主控制机的负担。系统扩充灵活方便。具有自诊断功能，自动对系统内所有装置巡检，发现故障自动检出，并加以隔离。具有事件顺序记录功能（SOE），分辨率可达1mS，为事故分析提供有效的数据。

分布式综合自动化系统框图主变压器保护110kV进出线保护35kV出线保护低频减载110kVRTU35kVRTU低频减载10kV馈出线保护电容器保护10kVRTU前置机前置机当地监控计算机CRT打印机调度端(主控站)3）全分散式综合自动化系统特点：将数据采集、测量、监控功能并入微机保护装置（微机综合保护测控装置）。微机综合保护测控装置：也称分布式保护测控装置、“四合一”装置(保护、遥测、遥控、遥信)。全分散式综合自动化系统是一分层分布式系统，按一个元件、一个装置分布式配置，各装置间通过网络联接，网络组态灵活。整个系统可靠性高，任一装置故障仅影响相对应的元件。各保护测控装置既可分散安装在开关柜上，也可集中组屏安装。110/35kV变电站自动化系统配置方案35kV变电站自动化系统配置方案6.微机保护问题电力系统微机保护：以微处理器为核心组成的电力系统继电保护。特点：性能优：高速运算、逻辑判断和记忆，可实现复杂保护功能，故障参数追忆、打印；可靠性高：自诊断、抗干扰；灵活性强：硬件、外围设备可通用；调试维护工作量小：软件成熟后，硬件完好下几乎不用调试；经济性好：包括投资费用和运行维护费用；多功能化和综合应用：实现保护外的其他功能（录波、记录、数据远传）。3.5配电变电站自动化的若干问题1.环境温度和湿度各种微机装置选用民用级芯片(工作温度0-500C)，但变电站环境温度有时较低(<-150C)，须选用工业级芯片，使成本提高。连续运行的微机装置，只要进入严寒时未停过电，器件本身发热可维持芯片最低极限工作温度，装置仍能在较低温度下工作。停电或关机后微机装置再启动将困难。可采用装置预热方法实现再启动；或采用环境机箱，通过PTC加热，使机箱温度达到装置工作温度；或再与抽风扇配合，降低湿度。2.状态量采集开关量接点形式：保护继电器输出触点，断路器与刀闸的辅助接点，刀闸和断路器等设备的故障信号如压力等.3.防跳跃机构目的：遥控合闸到故障点时，防止开关再次跳闸（若此时合闸脉冲仍存在，开关会发生跳跃现象）。实现方法：利用RTU或微机测控保护装置的防跳跃功能对跳闸回路进行闭锁。直流操作回路防跳装置交流操作回路防跳装置4.有功功率采集小电流接地系统(三相三线制)，常采用两瓦特计法（两表法）进行P的测量。电源EAB供给负载的有功功率：电源ECB供给负载的有功功率：1）三相三线制负载的全部有功功率：设I(k)、U(k)为k时刻电流、电压采样值,离散化表达式:

2）三相四线制对大电流接地系统（三相四线制），采用三表法进行P的测量。离散化表达式:5.电度量采集脉冲电度表法：存在问题：丢脉冲问题（特别是微机装置复位时易丢脉冲）；电磁干扰问题（传输线较长，易受电磁干扰，使脉冲变形、记数不准）；电度表底值问题。智能电度表法：通过RS485连接，每次上报电度表当前电度值，精度高，装置复位、干扰不影响电度的测量累计。直接采样法：通过微机计算累计得到电度量，但精度受影响。第4章馈线自动化馈线自动化是配电自动化重要的分系统。目的：对馈出线路进行数据采集和监控（SCADA功能），故障时，及时准确地确定故障区段，迅速隔离故障区段并恢复健全区段供电。主要功能：配网馈线运行状态监测、控制、故障诊断、故障隔离、网络重构。实现：在户外分段开关处安装FTU（馈线终端单元），依靠通信系统，与配电控制中心的SCADA计算机系统相连。4.1基于重合器的馈线自动化原理：无需通信，根据短路时出现的短路电流，靠多次重合闸找出故障区段并进行隔离，主要用在辐射线路。馈线自动化模式：重合器与重合器配合模式、重合器与电压-时间型分段器配合模式、重合器与过流脉冲计数型分段器配合模式。1.重合器(Recloser)分类和功能定义：具有控制和保护功能的开关，能按预定开断、重合顺序自动操作，并可自动复位、闭锁。功能：故障后重合器跳闸，按预定动作顺序循环分、合若干次，重合成功则自动终止后续动作；重合失败则闭锁在分闸状，手动复位。动作特性：瞬动（快速动作时间—电流特性）、延时动作（慢速动作时间—电流特性）两种。动作特性整定：“一快二慢”、“二快二慢”、“一快三慢”。

2.分段器(Sectionalizer)分类和功能定义：与电源侧前级开关配合，失压或无电流时自动分闸的开关设备。功能：永久故障时，分合预定次数后闭锁在分闸状，隔离故障区段；若未完成预定分合次数，故障已被其他设备切除，则保持在合闸状（经一段延时后恢复到预定状态，为下次故障作准备）。要求：一般不能开断短路故障电流。关键部件：故障电流检测继电器（FaultDetectingRelay，FDR）。分类：电压—时间型，过流脉冲记数型。1)电压－时间型分段器原理：根据加压、失压时间长短控制动作，失压后分闸，加压时合闸或闭锁。用于辐射、树状、环状网。X、Y时限参数：X时限：分段器电源侧加压至该分段器合闸的时延。Y时限：又称故障检测时间。分段器合闸后未超过Y时限的时间内又失压，则该分段器分闸并被闭锁在分闸状，下一次再得电时不再自动重合。

典型电压－时间型分段器原理aY接点闭合条件：分段器一侧得电时间超过X时限，触点“a”闭合;或S2处于合位.FDR手动操作手柄：分闸手柄S1(合上时Y接点断开)，合闸手柄S2。电压－时间型分段器动作过程FDR功能：用于常闭状态的分段开关；用于常开状态的联络开关。由FDR操作手柄切换。第一套功能：用于辐射、树状网，要求X时限>Y时限>电源端断路器跳闸时间。第二套功能：用于环网联络开关常开状态（常闭状态时选第一套功能）。

2)过流脉冲计数型分段器与线路前级开关（重合器或断路器）配合使用。原理：记忆前级开关开断故障电流动作次数，达到预定记忆次数时，在前级开关跳闸的无电流间隙内，分段器分闸，隔离故障区段。前级开关开断故障电流动作次数未达到预定记忆次数时，经一定延时后分段器复位清零。3.重合器与分段器配合实现故障区段隔离介绍重合器与电压－时间型分段器配合情况。重合器与过流脉冲计数型分段器配合情况类似（自学）。1）辐射状网故障区段隔离过程A重合器：一快一慢，第一次重合=15S，第二次重合=5S；B、D分段器：X=7S，Y=5S；C、E分段器：X=14S，Y=5S各开关动作时序图A重合器：第一次重合时间=15S，第二次重合时间=5SB、D分段器：X时限=7S，Y时限=5SC、E分段器：X时限=14S，Y时限=5S2）环状网开环运行时的故障区段隔离A重合器：一快一慢，第一次重合=15S，第二次重合=5S；B、C、D分段器：X=7S，Y=5S；E分段器：X=45S，Y=5S各开关动作时序图A重合器：第一次重合=15S，第二次重合=5SB、C、D分段器：X=7S，Y=5SE分段器：X=45S，Y=5S4.重合器与重合器配合实现故障区段隔离

发生过流或低电压时重合器动作。出线重合器：一快二慢，失压3S后分断；中间重合器：二慢，失压10S后关闭重合功能，并改为一次分闸后闭锁；联络重合器：一慢，两侧失压后15S合闸。5.基于重合器的馈线自动化系统不足我国馈线自动化近几年才开始，主要采用电压型及电流型两种控制模式。我国配电网是小接地电流系统，欧美、日本等国，大部分是大接地电流系统。我国配网设备状况、管理要求不同于国外，照搬国外电流型或电压型模式，推广用于城网必然带来问题。基于重合器能够准确地判断故障区段，并能自动隔离故障区段。存在缺陷1）切断故障时间较长，动作频繁，减少开关寿命。2）故障由重合器或变电所断路器分断，系统可靠性降低；多次短路电流冲击、多次停送电，对用户造成严重影响。3）重合器或断路器拒动时，事故进一步扩大。4）环网时使非故障部分全停电一次，扩大事故影响。5）不能寻找接地故障。6）无断线故障判断功能，一相、多相断线，重合器不动作。7）变电站出线开关需改造，目前出线开关具有一次重合闸功能，装重合器后，需改造为多次重合型。8）重合器保护与出线开关保护配合难度大，要靠时限配合。9）不具备“四遥”功能，无法进行配电网络优化等工作。自动重合器RTU4.2基于FTU的馈线自动化系统1.基于FTU的馈线自动化系统D的组成系统特点配网实时信息通过就地FTU采集，传送到区域集控或变电站集中，上报配电调度中心。配电调度中心控制命令通过区域集控或变电站转发给FTU执行。FTU采集柱上开关运行情况，将信息上传到配网控制中心，或接受控制中心命令进行远方操作。故障时，FTU将记录的故障电流、时间等上报，供分析使用。区域工作站：通道集中器和转发装置，并将各单元通信规约转换为标准远动规约。2.FTU的性能要求(1)遥信功能：开关位置、贮能完成情况、通信完好性；遥测功能：U、I、P、Q等；遥控功能：远方对柱上开关分合、贮能等；统计功能：开关动作次数、动作时间、累计切断电流水平；SOE和对时功能：保证SOE的准确性，与系统时钟一致；事故记录：记录事故发生时的最大故障电流和事故前（1min）负荷，便于确定故障区段；定值远方修改和召唤定值：适应配网运行方式变化；自检和自恢复功能：设备故障时报警、干扰时自复位；FTU的性能要求(2)远方控制闭锁和手动操作功能：检修线路或操作开关时确保操作安全性；远程通信功能：RS-232，RS-485，通信规约问题；抗恶劣环境：雷电、环境温度、防雨、防湿、风沙、振动、电磁干扰；维修方便：保证不停电检修；电源可靠：保证故障或停电时FTU有工作电源；可选功能：电度采集（核算电费、估计线损，防窃电）；微机保护（实现自适应保护）；故障录波（故障分析用）。3.FTU的组成和结构一种典型的FTU系统框图Motorola公司生产的带拐臂的FTU原理框图4.区域工作站特点：1）一般采用工业PC、多路串行口扩展板构成，采用通用规约，允许多台FTU共用同一通道；2）一般设置在主变电所，并设UPS。

5.配变远方测控单元（TTU）TTU的主要功能：1）实现对配电变压器实现远方监视。2）采集变压器的I、U、P、Q、cos、分时电量、电压合格率等数据。3）根据监视的负荷曲线，准确计算线损、用户电量核算、防窃电。4）通过低压配电线载波实现对本台区低压用户进行抄表数据的远传。结构特点：与FTU类似，但增加低压载波、输出控制为补偿功率因数的电容器。一种典型的配变测控终端单元组成6.两种馈线自动化系统的比较基于重合器、FTU的馈线自动化系统国外大量使用。基于重合器开关设备配合的馈线自动化系统基于FTU和通信网络的馈线自动化系统主要优点1)结构简单。2)建设费用低。3)不需建通信网络。4)无电源提取问题。1)故障时隔离故障区域，正常时监控配网运行，可优化运行方式，实现安全经济运行。2)适应灵活的运行方式。3)恢复健全区域供电时，可采取安全和最佳措施。4)可与MIS、GIS等联网，实现全局信息化。两种馈线自动化系统的比较主要缺点1)仅故障时起作用，正常运行时无监控作用，不能优化运行方式。2)调整运行方式后，需到现场修改定值。3)恢复健全区域供电时，无法采取安全、最佳措施。4)需多次重合,对设备冲击大。1)结构复杂。2)建设费高。3)需通信网络。4)存在电源提取问题。主要设备重合器、分段器等FTU、通信网络、区域工作站、计算机系统。适用范围农网、负荷密度小的偏远地区、供电途径少于两条的电网。城网、负荷密度大的地区、重要工业园区、供电途径多的网格状配网、供电可靠性要求高的区域。两种馈线自动化系统的比较(续表)开环运行的多电源环状网两种系统比较1)基于重合器的馈线自动化系统若为使网上负荷均衡化，将联络开关从G调整到D，则G和D均应重新到现场整定。b区发生永久性故障时，分段开关B、C分闸后，联络开关G、E究竟合哪个，无法选择。2)基于FTU的馈线自动化系统：可很方便地解决以上问题。4.3故障区段判断和隔离1.基本原理1）辐射、树状网、开环运行的环状网：根据最后一个有故障电流和第一个无故障电流两个开关的电流变化判断故障区段。2）闭环运行的环状网：根据故障功率方向判断故障区段。2.故障区段判断和隔离算法采用矩阵算法来实现判断、隔离故障区段。1）网络描述矩阵D断路器、分段开关、联络开关作为节点（N），可构N×N维方阵；若第i、j节点间存在馈线，则第i行、第j列元素，第j行、第i列元素均置1；不存在馈线的节点对应元素置0。2）故障信息矩阵G若第i个节点的开关故障电流超过整定值，则第i行第i列元素置0，反之置1，矩阵的其他元素均置0。也是N×N维方阵。网络描述矩阵与故障信息矩阵举例简单馈线网络（“C”为流过故障电流标志）3）故障判断矩阵P对矩阵D与矩阵G相乘，并进行规格化，得

P=g（D×G）=g（P‘）g代表矩阵的规格化运算，其具体操作：若D阵中元素dmj、dnj、…dkj为1，且G阵中gjj

=1时，需对P‘阵中第j行和第j列元素进行规格化处理；若gmm、gnn、…gkk至少有两个为0，则将P‘阵中第j行和第j列的元素全置0；若上述条件不满足时，P阵中相应的元素值不变。矩阵P反映了故障区段：若P中的元素pij

XORpji

＝1，则馈线上第i节点和第j节点间的区段有故障。故障判断矩阵P举例p34XORp43＝0，p45XORp54＝0，p56XORp65＝0，p67XORp76＝0，p23XORp32＝1，因此故障点在节点2、3之间。较复杂馈线网络举例（1）“C”为流过故障电流标志）较复杂馈线网络举例（2）P矩阵中，只有p43XORp34＝1，p46XORp64＝1，因此故障点在节点4和3之间，或在节点4和6之间。规格化目的是避免误判，若P’不进行规格化，则会错误地判断故障点位于节点5和7之间。4.4馈线自动化的电源问题电源要求：时刻保证电源的连续性；故障时，各测控单元仍应能接受远方控制和上报信息。馈线自动化控制中心：可为SCADA配置大容量UPS，保证停电时仍可安全运行。区域站的集中转发系统：一般在变电所内，可设置UPS电源。开闭所、小区变的RTU：采用双路电源，自动切换，保证电源连续。

1.操作电源和工作电源均取自馈线方式1：开关工作电源采用开关两侧单相变压器供电。方式2：低压线路与柱上开关共杆，采用一台单相变压器与一回低压线供电。方式3：不同电源的两回低压线路与柱上开关较近，采用两回低压线供电。FTU工作电源与开关操作电源的切换方式1、2：馈线停电后，FTU也失去工作电源。方式3：不同配电变间易产生耦合，对安全有影响。解决方案：用两路供电电源进行切换。FTU工作电源的无扰切换柱上开关操作电源的切换交流操作电源直流操作电源2.操作电源和工作电源取自蓄电池实现方法：在FTU机箱内设置较大容量蓄电池，并提供FTU工作电源、柱上开关操作电源。优点：不受馈线停电影响。要求：开关采用直流操作机构、直流贮能电机（对交流操作机构，需加逆变器）。直流电压：一般48V、24V。3.操作电源取自馈线，工作电源取自蓄电池特点：可保证FTU、柱上开关的电源供给。问题：电网故障开关越级跳闸时，须依靠蓄电池操作，要求容量增大（可采用失压脱扣分段器代替过流脱扣分段器）。延长蓄电池寿命的措施：

1）放电回路采用快速熔断器做短路保护，充电回路采用大容量压敏电阻做脉冲保护。2）采用电压继电器、时间继电器保护蓄电